用荧光分析方法研究聚合物驱后微观剩余油变化

聚合物驱后微观剩余油分布由驱油的动力和阻力两大因素决定,在这些力的共同作用下,水驱后不同类型的微观剩余油在聚合物驱后的微观分布不同。研究了聚合物驱提高驱油效率的机理,利用荧光分析方法,对比了天然岩心水驱和聚合物驱后的荧光分析图片,统计出了聚合物驱后不同类型微观剩余油的比例,给出了高、中、低不同强度水淹部位的微观剩余油分布规律。     

大庆油田葡一组油层聚驱后剩余油微观分布规律研究

通过天然岩心水驱油和聚合物驱油实验,应用岩心磨片荧光分析技术,利用面积法计算出了不同类型微观剩余油饱和度值,同时定量地测定出水驱时存在的簇状、膜状、盲端和角隅等四种类型微观剩余油在聚驱后剩余的比例,得出水驱后不同类型的微观剩余油在聚驱后降低幅度不同的结论：膜状剩余油大幅度降低,簇状和盲端剩余油降低幅度次之,角隅剩余油降低幅度最小。给出了高、中、低不同强度水淹部位的微观剩余油分布规律：高水淹部位四种类型剩余油均较少,中水淹部位主要以盲端和角隅剩余油构成,低水淹部位四种类型剩余油均较多,尤其是膜状和簇状剩余油比例较大。     

砾岩油藏微观结构对聚驱后剩余油影响研究

采用岩心饱和度分析、荧光薄片分析和核磁共振分析方法研究了砾岩油藏不同岩性及微观孔隙结构与聚驱后剩余油分布规律的关系,研究表明,纵向上正韵律油层中顶部驱油效率低,剩余油饱和度较大,而反韵律油层剩余油分布较均匀。聚合物驱对不同岩性砂砾岩均具有较好的驱油效果,对自由态剩余油驱替效果最好,复模态结构砾岩储集层不利于聚合物驱替束缚态和半束缚态剩余油。不可及孔隙体积对聚合物驱剩余油分布有一定影响,在低渗透砾岩油藏聚合物分子量大容易造成聚合物注不进去,在注聚过程中,应考虑聚合物的分子量与地层渗透率的匹配关系。     

聚驱后剩余油分布的大平面驱油实验及荧光分析

通过大平面人工均质岩心驱油和驱油后储层岩心磨片荧光分析,针对大庆油田研究了聚合物驱后剩余油分布.人工均质岩心渗透率2 μm2,孔隙度0.263,几何尺寸(cm)为60×60×2.4,由埋置的81对微电极测量81个点处的电阻率,计算各该处含水饱和度,求得含油饱和度.大平面模型经清水驱油后,注入聚合物0.57 PV×1000 mg/L,再继续水驱,绘制了采收率和含水率曲线,及水驱、注聚、后续水驱结束时平面上岩心含油饱和度分布图.含油饱和度沿主流线(一条对角线)近似对称分布,主流线上含油饱和度最低,水驱后为32.0%,注聚并后续水驱后为21.5%,波及系数分别为0.960和0.985.取自大庆不同储层的两组各两支岩心,一支水驱油,另一支实施水驱-注聚-后续水驱,驱替后在注入端、中间、采出端各取一横剖面制成磨片,用荧光分析法测定剩余油饱和度并计算其概率密度.与水驱后岩心相比,聚驱后两组岩心每一剖面的剩余油饱和度均降低,低剩余油饱和度(＜30%)部分所占比例增大,高剩余油饱和度部分所占比例减小,最大剩余油饱和度值降低,其中一组岩心的最小剩余油饱和度值减小.图6表6参6.     

砂砾岩储层孔隙结构模态控制下的剩余油分布——以克拉玛依油田七东1区克下组为例

为阐明砂砾岩储层复杂孔隙结构模态对微观剩余油的控制作用,在325块分析样品实验数据基础上,利用针对砂砾岩大颗粒的大铸体薄片分析、核磁共振复杂孔隙结构表征及CT三维立体孔隙空间扫描等技术,研究水驱/聚驱条件下砂砾岩复杂孔隙结构模态对剩余油的控制作用。结果表明：①水驱剩余油分布规律比较明显。水驱时含油饱和度在50%～100%所占频率下降快,优先被动用;②聚驱中后期,聚合物堵塞了部分水驱阶段形成的水流优势通道,形成活塞式的驱动导致含油饱和度在37.5%～50.0%被大量动用。聚驱后剩余油以孤立状分布为主,局部存在连片状;③不同孔隙结构模态在水驱/聚驱剩余油中差异较大。单模态、双模态岩心驱油效率较高,其中聚合物提高驱油效率为9.30%～18.38%。单模态岩心水驱油效率较高,而双模态和复模态岩心水驱油效率相当。聚合物提高驱油效率以双模态岩心最高,单模态次之。单模态和双模态岩心注入聚合物后,含水率下降可达20%。     

剩余油分布的微观特征及其可动用程度的定量表征

目前微观剩余油定量表征研究存在宏观与微观分析结果差距大、图像不清晰、分析方法相对较少等问题.针对上述问题,利用岩心驱油实验、冷冻制片技术、岩心荧光分析等方法,对不同驱替方式、岩心不同位置、不同类型微观剩余油的分布特征和可动用程度进行了分析.结果表明:岩心注入端、中间端、采出端的剩余油比例依次升高.水驱后剩余油以自由态和...     

砾岩油藏聚合物驱后二元和三元复合驱的优选

新疆克拉玛依油区七东区发育砾岩油藏,经聚合物驱后虽已进入高含水期,但仍具有较高的挖潜、开发、再利用价值。二元和三元复合驱是砾岩油藏聚合物驱后提高采收率常用的开发方式。利用柱状天然岩心进行室内物理模拟实验,分析对比聚合物驱后二元和三元复合驱的注入压力、含水率、采收率以及微观剩余油分布特征,优化选择砾岩油藏聚合物驱后的开发方式。实验结果表明:二元和三元复合驱的含水率和注入压力相差较小,三元复合驱的采收率略高于二元复合驱;通过紫外荧光显微镜观察二元和三元复合驱后的岩心薄片,分析微观剩余油分布类型,发现三元复合驱后的剩余油分布类型以粒间吸附状为主,容易堵塞渗流通道,开采困难;而二元复合驱后的剩余油分布类型以颗粒表面吸附状为主,对储层伤害较小,对后续开发影响较小。综合考虑采收率、施工成本和储层伤害等情况,最终优选二元复合驱作为研究区聚合物驱后的开发方式。     

X-CT成象研究聚合物驱中流体饱和度

常规岩心的驱替实验只能得到流体通过岩心前后端的参数指标，采用工业微焦点X-CT技术，对聚合物驱油的岩心驱替试验采用二维实验模型平面断层扫描，用CT扫描重建了驱替过程中不同时间的油、水、聚合物的分布情况。从微观的角度直观显示油水分布的不均匀性和液相前沿的指进现象以及注入聚合物段塞后，显示其有效地富集了水驱之后的剩余油。研究结果表明聚合物驱油可以提高孔隙利用系数，从而提高驱油效果。     

砂砾岩储集层聚合物驱油微观机理——以克拉玛依油田七东1区克拉玛依组下亚组为例

为揭示聚合物在砂砾岩储集层的驱油过程,选择有代表性的岩心样品,通过驱替过程中在线CT扫描监测和核磁共振方法,分析了克拉玛依油田七东1区克拉玛依组下亚组砂砾岩储集层不同模态孔隙结构岩心样品在水驱和聚合物驱过程中油水动用特征及水驱和聚合物驱后剩余油分布规律。研究表明：不同模态孔隙结构岩心样品驱油效率差异显著,聚合物驱效率最高的是双模态孔隙结构岩心样品;不同模态孔隙结构样品驱油规律一致,水驱首先动用高含油饱和度区域,聚合物驱进一步扩大原先水驱波及区域,低含油饱和度区域及孤岛状孔隙中原油基本未被动用。     

水驱不同注采位置油藏特征——以萨尔图油田北二西区块油藏为例

利用油藏剩余油粘度和岩心分析方法,对萨尔图油田北二西区块油藏剩余油粘度、驱油效率等参数进行了研究。结果表明,水驱主流线不同注采位置剩余油粘度、油藏流度、含油饱和度和驱油效率均呈现不同程度的非均质性,并受储层物性、注采位置和驱油时间等因素控制;主流线从注水井到采油井方向,油藏非均质性增强,含油饱和度增大,驱油效率减小,且驱油效率与渗透率成正相关,相关程度随渗透率的增大而增高,剩余油粘度与渗透率微弱相关,含油饱和度与渗透率低度相关;随水驱油时间的延长,剩余油粘度和驱油效率增大,油藏流度与含油饱和度下降。综合挖潜水驱不同注采位置剩余油仍有一定潜力,其中主流线靠近采油井位置开采潜力最大;聚合物驱油则更合适,可根据聚合物驱油藏流度比控制范围和剩余油粘度的测定结果,确定聚合物溶液的粘度及质量浓度。     

应用改进的POLYMER软件研究聚合物驱后剩余油分布

在建立大庆油田北一二排西块精细地质模型基础上,应用改进的Polymer软件对区块水驱-聚合物驱全过程进行了历史拟合,预测出了聚合物驱后剩余油饱和度分布,并绘制了不同沉积单元水驱后和聚合物驱后剩余油饱和度等值图。根据相渗曲线回归得到的残余油饱和度和渗透率的关系,计算了各网格块的残余油饱和度,以此为基础,统计出了不同沉积单元、不同沉积微相、不同厚度级别和渗透率级别的剩余储量和剩余可采储量等指标。结果表明,具有一定厚度的中低渗透油层剩余可采储量相对较高,应作为下步重点挖潜对象。     

利用体积CT法研究聚合物驱中流体饱和度分布

对CT图像进行了X射线硬化处理、X射线漂移校正、图像矩阵变换及体积CT位置校正,研究出用体积CT对岩心流体饱和度进行测量的技术。利用该技术对聚合物驱过程中油水饱和度分布进行了测量,结果表明,该技术适合于测量聚合物驱过程中油水饱和度分布。尽管试验中使用了均质岩心,在水驱阶段形成了明显的水窜通道,窜流通道上的油饱和度明显低于其他区域,微观波及的不均匀性非常明显。注入聚合物段塞后,有效地富集了水驱之后的剩余油,利用聚合物驱,除了能改善波及体积外,还成功地观察到水驱之后进一步提高洗油效率的现象     

聚驱后强水洗油层微观剩余油量化分布及挖潜研究

聚驱后油层剩余油分布高度零散,水洗程度严重且分布比例逐年增大,如何挖潜聚驱后强水洗油层剩余油对于聚驱后进一步提高采收率至关重要。此文通过统计聚驱前后密闭取心井和二类上返井水淹层解释资料,深化了聚驱后强水洗层剩余储量潜力认识及微观剩余油量化分布特征。利用现代物理模拟和激光共聚焦扫描显微分析等方法,在前期统计聚驱后剩余油饱和度数据为基础建立强水洗天然岩心模型,开展聚驱后不同驱油体系对微观剩余油的动用效果室内实验。结果表明:聚驱后强水洗层段自由态、束缚态微观剩余油比例相差不大,以颗粒吸附状、粒间吸附状、簇状、孔表薄膜状为主。中水洗层段自由态较强水洗层高3.7%;聚驱后强水洗岩心弱碱三元复合驱降低束缚态剩余油能力强于高浓度聚驱,多降低7.1%,降低孔表薄膜状剩余油效果明显,最终采收率增幅较高浓度聚合物驱多提高4.7%。     

二元复合体系微观驱油机理可视化实验

针对胜利油区油藏条件,运用新型表面活性剂—聚合物二元复合体系,对其开展了微观模型(岩心薄片)驱油和常规柱状岩心可视化驱油实验.以水驱效果为基础,对比了表面活性剂、聚合物、二元复合体系的驱油效果,重点研究了微观孔隙中表面活性剂、聚合物以及二元复合体系的洗油和携油性能及其在驱油过程中的微观渗流特征,深入分析了二元复合体系的微观驱油机理.结果表明:与聚合物和表面活性剂相比,二元复合体系的驱油效果更好.在岩心薄片可视化驱油实验中,由于3种不同的驱替溶剂波及效率不同,最终导致驱替结束后岩心薄片中剩余油的面积有所不同,采用二元复合体系驱替后,剩余油的面积最小,表明其驱油效率最高,比聚合物和表面活性剂的驱油效率分别提高了2.59％和11.80％;对于常规柱状岩心,二元复合体系比聚合物和表面活性剂的驱油效率分别提高了1.43％和20.70％.     

大庆油田无碱二元复合体系对聚合物驱后残余油作用效果研究

利用可视化驱油实验研究了聚合物/两性表面活性剂无碱二元体系的界面特性对聚合物驱后残余油的作用效果,进行了超低界面张力的无碱二元体系在人造岩心中驱替聚合物驱后残余油实验。设定水驱和化学复合驱剂量均为20 PV,保证出口含水100%及岩心中的剩余油全部为残余油。界面张力分别为10-1、10-2、10-3mN/m数量级的二元体系使聚合物驱后残余油饱和度分别下降了12.65%、14.79%、21.55%。在人造岩心驱油实验中,超低界面张力的二元体系使聚合物驱后残余油饱和度下降值达5%以上。     

GEOCHEMICAL CHARACTERISTICS OF OIL RESERVOIRS FLOODED BY WATER AND POLYMER

油藏地球化学研究是水驱综合挖潜、聚驱精细调整开采剩余油的基础,采集萨尔图油田北一断西区聚合物驱前后2口小井距对比检查井的葡一组油砂样品51件,通过岩心分析获得油藏剩余油黏度、流度、含油饱和度、驱油效率等实验数据.实验研究结果表明,水驱后和聚合物驱后油藏剩余油黏度、流度、含油饱和度、驱油效率分布都呈现一定的非均质性特征,聚合物驱后较水驱后油藏剩余油变稠,剩余油开采潜力明显降低,驱油效率显著提高,驱油效率和含油饱和度的非均质性减弱;聚合物驱技术能够提高各种物性油藏的驱油效率,水驱技术能够提高高中低渗透油层的驱油效率,但在特高渗透油层则“无效循环”且随渗透率增大呈下降趋势;提高水驱油藏驱油效率的方法是降低剩余油黏度或提高水驱溶液的黏度即加入黏稠化学剂;提高聚合物驱油藏驱油效率的方法是降低剩余油黏度、提高聚合物驱溶液黏度或改善油层物性.     

利用CT扫描技术研究层内非均质油层聚合物驱油效果

采用CT扫描技术,用不同相对分子质量的聚合物对大庆油区萨尔图油田层内非均质油层进行了聚合物驱提高采收率物理模拟实验。建立的非均质模型由3块等厚度的互相连通的长方形天然岩心组成,特殊设计的岩心夹持器系统适用于CT扫描。应用CT扫描技术得到非均质模型整体及各层的含水饱和度沿程分布,实现了岩心驱油过程中含油饱和度的分布可视化和表征定量化。分析水驱后各层剩余油分布,以及聚合物驱过程中不同渗透率小层提高采收率状况。DQZ3组和DQZF1组层内非均质模型聚合物驱后采出程度分别达77.3%和72.2%,较水驱分别提高了39.4%和21.9%。DQZ3组和DQZF1组模型聚合物驱后高渗透层平均含水饱和度均有所提高,分别提高了4.1%和2.7%。实验结果表明,聚合物驱不仅能有效动用水驱阶段不能动用的中、低渗透层剩余油,而且还能有效降低水驱阶段动用程度已经很高的高渗透层残余油饱和度;聚合物相对分子质量越大,聚合物驱效果越好。     

微观孔喉结构非均质性对剩余油分布形态的影响

选取塔里木盆地东河砂岩储集层4块不同孔隙结构类型的岩心开展水驱油扫描成像实验,通过图像处理对油、水、颗粒三相进行精准分离,并建立孔隙网络模型,计算孔喉数目、喉道半径分布等参数,实现定量表征微观孔喉结构非均质性、驱替过程中油相的运移规律、驱替结束后剩余油的分布与形态规律等。研究结果表明:宏观孔隙度-渗透率相同的岩心,其微观孔喉结构非均质性仍存在较大差异;宏观孔隙度-渗透率、微观孔喉结构非均质性均不同程度影响油相的运移与剩余油的分布形态,非均质性越强,水相主要沿优势通道渗流,剩余油成片状滞留在小孔隙内,驱替过程中形成的油簇(滴)的数量越多,平均体积越小,剩余油以簇状连续相为主且饱和度较高;非均质性越弱,孔喉波及效率越高,剩余油主要以非连续相滞留在孔隙内。微观剩余油分布形态与绝对渗透率、毛细管数、微观非均质性有关,由此建立的微观剩余油分布连续性识别图版,可以很好地描述三者与剩余油分布的关系并准确识别剩余油分布的连续性。     

非均质线性模型水驱油试验研究

为了确定岩心组合方式、渗流方式、渗透率的大小、非均质性等对驱油效率和剩余油分布的影响,首先选取不同的天然岩心,运用岩心组合技术,建立起不同的非均质模型;然后结合物理模拟技术,用恒速法进行水驱油试验。试验发现:平面非均质模型单向渗流时,剩余油饱和度和驱油效率与岩心渗透率无关,而与岩心所处位置密切相关,从模型的入口到出口,剩余油饱和度递增,驱油效率递减;低中高模型剩余油分布较均匀,而高中低模型剩余油集中分布在低渗透岩心;模型的驱油效率与其等效渗透率、非均质性相关;纵向非均质模型驱替后,剩余油主要分布于渗透率最低的岩心。研究认为:在平面非均质性比较严重的油层,可采取高渗区注水,低渗区采油,这样可以获得较高的采收率;在纵向非均质性比较严重的油层,可采用化学调剖堵水封堵高渗透层、改善吸水驱替剖面或者分层注水开采的方式来获得较高的采收率。     

低渗低压油藏真实岩心薄片微观水驱试验研究

利用真实岩心薄片水驱油试验,研究微观水驱油速度对低渗透油层水驱效果的影响以及水驱油过程中的油水运动分布特征.结果表明,剩余油饱和度和驱替效率与所处的微观模型位置有关,从微观模型的入口到出口,剩余油饱和度递增,驱油效率递减;随水驱油速度增加,驱油效率上升,当达到一定程度后,开始下降,说明存在一个最佳驱替速度,即临界驱替速度.储层束缚水主要以水膜形式附着在孔隙表面或充满于较小的孔隙中,而油则充满较大的孔隙;注入水的驱替速度较低时,在孔隙介质亲水性较强的条件下,注入水进入孔隙喉道时,是沿着岩石表面"爬行"进入的,注入水的前缘为一个凹形面.